Studie betreffend Netzkosten und Netztarife

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Studie betreffend Netzkosten und Netztarife

BERICHT FÜR BUNDESAMT FÜR ENERGIE Mai 2016

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Tables & Figures

Abbildung 1. Kostenermittlung bis Netztarifierung 37

Abbildung 2. Analyseansatz 39

Abbildung 3. Nutzungsdauern für Gasanlagen – Nemo 53 Abbildung 4. Nutzungsdauern für Gasanlagen – Entgelte für regionale

und überregionale Zonen 54

Abbildung 5. Kostenabgrenzung 70

Abbildung 6. Abgrenzung regionales und lokales Netz 77 Abbildung 7. Kostenschlüsselung zwischen Sparten 83 Abbildung 8. Kostenschlüsselung auf die Netzebenen 86 Abbildung 9. Kategorien von Kostenzuweisungen von lokalen

Transportnetzen auf lokale Verteilnetze 87 Abbildung 10. Kostenwälzung auf der lokalen Ebene 91 Abbildung 11. Netzkosten und Tarife – überregionale/regionale Ebene 107 Abbildung 12. Netzkosten und Tarife – lokale Ebene 108

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Executive Summary

Der Gasmarkt in der Schweiz ist mit Art. 13 Rohrleitungsgesetz gesetzlich rudimentär geregelt. Netzbetreiber sind verpflichtet vertraglich Transporte für Dritte zu übernehmen, wenn sie technisch möglich und wirtschaftlich zumutbar sind, und wenn der Dritte eine angemessene Gegenleistung anbietet. Die Umsetzung dieser Bestimmung hat die Gasbranche einerseits mittels internen Branchendokumenten und anderseits seit 2012 mittels der Verbändevereinbarung mit Industriekunden geregelt. Die Verbändevereinbarung ist von der Gasbranche bei der Wettbewerbskommission zur Vorabklärung der Frage, ob Anhaltspunkte für unzulässige Wettbewerbsbeschränkungen bestehen, eingereicht worden. Die Wettbewerbskommission ist in ihrem Schlussbericht vom 16. Dezember 2013 zum Schluss gekommen, dass bei einer Einzelfallprüfung eine Sanktionierung nicht ausgeschlossen werden kann. Damit ist für verschiedene Akteure die Rechtssicherheit in Frage gestellt. Das BFE prüft vor diesem Hintergrund, wie eine Regulierung der Gasversrogung und des Gasmarktes aussehen kann.

Der Schweizer Gasmarkt ist noch nicht so detailliert geregelt und reguliert, wie es in der Sparte Strom bereits heute der Fall ist. Um eine sinnvolle und effiziente Netzregulierung der Sparte Gas in der Schweiz aufzubauen, bedarf es zuvor einer Reihe an Abklärungen, welche unter anderem Regelungen zur Kostenbasis, Kostenabgrenzung und Kostenwälzung bis hin zur Kostenschlüsselung und Tarifierung betreffen.

Das Bundesamt für Energie hat in diesem Zusammenhang Frontier/BET/BET Dynamo Suisse beauftragt, die Grundlagen für eine Gesetzesvorlage zu erarbeiten, welche den effizienten, sicheren und qualitativ hochstehenden Betrieb der Gasnetze ermöglichen und beanreizen. Unter Berücksichtigung von bestehenden Bestimmungen in der Schweiz für Strom und Gas sowie internationalen Erfahrungen werden Handlungsempfehlungen für die Kostenermittlung und die Überführungen in Netztarife für die Gasnetzbetreiber in der Schweiz erarbeitet.

Gegenstand der Untersuchung sind die überregionale/regionale sowie die lokale Netzebene.

Kostenermittlung

Der Zweck der Kostenermittlung ist es, die betriebswirtschaftlich relevanten Kosten für das Gasnetz zu erfassen. Dabei soll die Verbindung zur Finanzbuch- haltung hergestellt werden. Zusätzlich sind auch kalkulatorische Kosten, welche nicht Gegenstand der Finanzbuchhaltung sind, zu berücksichtigen.

Die Kosten lassen sich im Wesentlichen gliedern in:

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Kapitalkosten – diese bestehen aus Abschreibungen und Finanzierungskosten. Dies beinhaltet u.a. auch die Bewertung der Sachanlagen;

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Betriebskosten – unter diese fallen im Wesentlichen der Personal- und Materialaufwand, sonstiger Aufwand, Kosten des vorgelagerten Netzes sowie der Aufwand für Fremdleistungen. Von den Betriebskosten sind aktivierte Eigenleistungen in Abzug zu bringen. Diese Positionen können in der Regel aus der Finanzbuchhaltung entnommen werden und bedürfen keiner weiteren Transformation.

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Steuern und Abgaben – diese können ebenfalls aus der Finanzbuchhaltung entnommen werden.

Kapitalkosten – Reguliertes Anlagenvermögen

Das regulierte Anlagevermögen bildet die Grundlage für die Berechnung der Abschreibungen sowie die Finanzierungskosten (kalkulatorischen Zinsen) eines Netzes. Da Gasnetze grundsätzlich kapitalintensiv sind, hat die Definition des regulierten Anlagevermögens eine starke Auswirkung auf die Netzkosten und die Netztarife.

Bei der Definition des regulierten Anlagevermögens kommt der Anlagenbewertung eine entscheidende Rolle zu. In der Schweiz wird derzeit für Gasnetze eine Bewertung zu Anschaffungs- und Herstellkosten angewandt. Für die überregionale und regionale Ebene wurde mit der Übereinkunft mit dem Preiwüberwacher explizit ein Wechsel von Wiederbeschaffungswerten zu Anschaffungs- und Herstellkostenwerten vorgenommen. Auch im Strombereich kommen Anschaffungs- und Herstellkostenwerte zur Anwendung.

Europäische Fallbeispiele zeigen, dass die Methodik der Anlagenbewertung mittels staatlicher Normen verankert ist. Beispielsweise erfolgt dies in Österreich auf Gesetzesebene und in Deutschland auf Verordnungsebene.

Für die Schweiz würden wir im Gasbereich eine analoge Vorgehensweise wie im Strombereich empfehlen. Dies ist auch dadurch begründet, dass es sich zumeist um die gleichen Unternehmen handelt. Dies bedeutet, dass die Anlagenbewertung auf Basis von historischen Anschaffungskosten erfolgen soll. Fehlende Werte können im Ausnahmefall durch eine synthetische Netzbewertung, zum Beispiel durch Extrapolation, hergeleitet werden. Die Neubewertung der Betriebsmittel im Ausnahmefall, dort wo historische Anschaffungs- und Herstellungskosten fehlen, ist nicht mit einer vollständigen Neubewertung in Form eines „Restatements“

gleichzustellen. Im Unterschied zum Restatement soll die in Ausnahmefällen erlaubte Neubewertung (gleich welcher Methode) nur die fehlenden Anschaffungs- und Herstellkosten ersetzen. Sie ist nicht dazu gedacht, das Netz rein aus wirtschaftlichen Gründen als Ganzes einer Wertsteigerung zuzuführen.

Gleichzeitig sollte die synthetische Anlagenbewertung einer ausdrücklichen Bewilligung einer Regulierungsbehörde (z.B. der ElCom, falls diese zusätzlich mit der Gasregulierung betraut wird) bedürfen. Der Regulator prüft die Eingaben auf

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ihre wirtschaftliche Berechtigung und nimmt bei jedem konkreten Antrag den Schutz der Gaskunden wahr. Der Regulator begründet den Entscheid und veröffentlicht diesen.

Vor dem Hintergrund der unterschiedlichen Rechtsformen und Rechnungslegungsstandards der Schweizer Gasnetzbetreiber wäre zudem die Vorgabe einer Aktivierungsrichtlinie zu prüfen. Damit kann eine vergleichbare Kostenkalkulation sichergestellt werden. Die Definition einer Aktivierungsrichtlinie sollte Erneuerungs- und Erweiterungsinvestitionen berücksichtigen und wäre insbesondere mit den kantonalen Vorgaben wie das Harmonisierte Rechnungsmodell 2 (HRM2) abzustimmen.

Das Ergebnis der Anlagenbewertung soll zudem sicherstellen, dass keine mehrfache Sozialisierung von Kosten möglich ist sowie Strukturbrüche durch die Einführung von ausreichenden Übergangsfristen vermieden werden sollen.

Das regulierte Anlagevermögen stellt die Basis der Verzinsung des eingesetzten Eigenkapitals des Netzbetreibers dar. Es kann durch Anlagen im Bau und das Nettoumlaufvermögen ergänzt werden.

Wir würden empfehlen, diese Grundsätze in einem GasVG zu verankern.

Kapitalkosten – Abschreibungen

Bei der Definition der Abschreibungen sind die Abschreibungsmethodik sowie die Abschreibungsdauer zu bestimmen.

In der Schweiz wird derzeit für die Gasnetze (überrregional/regional/lokal) in der Regel eine lineare Abschreibungsmethodik verwendet. Wenn die betriebsübliche Nutzungsdauer der Anlage erreicht ist, sind keine weiteren Abschreibungen mehr zulässig. Für die betriebsüblichen Nutzungsdauern werden in den Branchendokumenten je nach Anlagenkategorie Vorgaben gemacht. Ähnliche Regelungen finden sich auch für die Stromnetzbetreiber in der Schweiz, wobei sowohl in der StromVG als auch StromVV entsprechende Bestimmungen enthalten sind.

Europäische Fallbeispiele zeigen, dass als Abschreibungsmethodik die lineare Abschreibung angewandt wird. Abschreibungen unter Null sind nicht zulässig.

Hinsichtlich der Vorgabe von betriebsüblichen Nutzungsdauern kann festgestellt werden, dass sich nur in Deutschland hierzu gesetzliche Festlegungen (in Form von Bandbreiten) finden. In den Niederlande und Frankreich werden die Nutzungsdauern von den nationalen Regulierungsbehörden vorgegeben. In Österreich orientieren sich die Nutzungsdauern in der Regel an den Werten der Finanzbuchhaltung.

Für die Schweiz würden wir eine analoge Vorgehensweise wie im Strombereich empfehlen und zumindest eine gesetzliche Verankerung der Prinzipien der Abschreibungen (linear, keine Abschreibungen unter Null, betriebsübliche Nutzungsdauer) vorsehen. Auf Verordnungsebene würden wir die Festlegung von

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betriebsüblichen Nutzungsdauern (mindestens als Bandbreiten) empfehlen, da ein Ansatz von individuellen, jedoch uneinheitlichen Nutzungsdauern auch bei identischer Abschreibungsmethode (z.B. linear) den Vergleich der Netzkosten erschwert. Die bestehenden Nutzungsdauern in den Branchendokumenten können als Ausgangspunkt verwendet werden.

Von den ordentlichen Abschreibungen sind „außerordentliche“ Abschreibungen aufgrund von Anlagenabgängen in Folge von Rückbauten zu unterscheiden. In diesem Zusammenhang stellt sich die Frage, wer diese Kosten zu tragen hat: die Netzkunden und/oder die Netzbetreiber.

Es kann argumentiert werden, dass die Netzbetreiber die Kosten nicht tragen sollten, falls der Rückbau durch politische Entscheidungen ausserhalb des Einflussbereiches des Netzbetreibers bzw. deren Eigentümer, z.B. im Hinblick auf Energieeffizienz und Ersatz von Gas als Energieträger, getrieben ist. Im Falle politisch bedingter Sonderabschreibungen, wäre auch eine staatliche Kompensation der Kosten durch die öffentlichen Haushalte denkbar. Anders kann der Fall jedoch dann beurteilt werden, falls die Substitution von Gas durch den politischen Eigentümer (z.B. Kommune) des Netzbetreibers induziert wird oder es sich um unternehmerische Fehleinschätzungen handelt. Hier kann es angebracht sein, dass nicht die gesamten Kosten durch die Netznutzer zu tragen sind.

Kapitalkosten – Finanzierungskosten (WACC)

Zur Bestimmung der Finanzierungskosten wird das regulierte Anlagenvermögen (Anschaffungs- und Herstellkosten-Zeitwert) mit einen Finanzierungskostensatz (gewichteter Satz für Eigen- und Fremdkapital oder weigthed average capital cost, WACC) multipliziert. Durch den WACC soll sichergestellt werden, dass Kapitalgeber ausreichend Anreize für Investitionen in Gasnetze haben.

In der Schweiz wird für Gasnetze (überregional/regional/lokal) grundsätzlich ein WACC-Ansatz gewählt. Für die lokalen Gasnetzbetreiber stellt der VSG eine Anleitung zur Ermittlung des WACC und entsprechende Beispiele zur Verfügung.

Im Strombereich erfolgt eine jährliche Anpassung des WACC auf Basis einer im StromVV fixierten Methodik. Dabei werden bestimmte Schwellenwerte für die einzelnen Parameter des WACC bestimmt, deren Über-/ Unterschreitung zu einer Anpassung des WACC führt.

Europäische Fallbeispiele zeigen, dass die Bestimmung des WACC nur sehr rudimentär gesetzlich geregelt ist und die Festlegung in der Regel durch die Regulierungsbehörden (nach einer Konsultation mit den Unternehmen) bestimmt wird. Nur in Deutschland findet sich eine detailliertere Regelung auf Verordnungsebene für einzele Parameter. Die Fallbeispiele zeigen, dass auf gesetzlicher Ebene kein expliziter Unterschied zwischen Gas/Stromnetzbetreiber bzw. überregionalen/regionalen/lokalen Netzbetreiber vorgenommen wird. In Deutschland, Österreich und den Niederlande wird beispielsweise jeweils der

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gleiche Finanzierungskostensatz für Strom- und Gasnetze herangezogen. Nur in Frankreich findet sich eine Unterscheidung zwischen Gastransport und Gasverteilung beim WACC.

Wir empfehlen für die Schweiz, im GasVG nur prinzipielle Vorgaben zu machen, z.B. dass die Finanzierungskosten auf Basis eines WACC ermittelt werden. Für die Berechnung des WACC selbst, würden wir empfehlen, diese durch die Regulierungsbehörde durchführen zu lassen. Dabei kann z.B. auch beurteilt werden, ob und inwieweit Gründe für unterschiedliche WACCs für die überregionale / regionale / lokale Ebene erforderlich sind. Grundsätzlich kann sich die WACC Berechnung methodisch an der derzeitigen Praxis im Bereich Strom orientieren, wobei im Rahmen der Umsetzung zu untersuchen wäre, ob für einzelne Parameter der Berechnungen (Zusammensetzung der Vergleichsgruppen zur Bestimmung des Asset-Beta etc.) gaswirtschaftsspezifische Eingangsgrößen verwendet werden können bzw. sollten.

Bei der Ermittlung der Finanzierungskosten stellt sich jedoch die Frage, ob z.B.

für zinslose Darlehen der Eigentümer, Gratiskapital von Genossenschaften, eine Abweichung zum WACC Ansatz zulässig ist. Ein wesentlicher Vorteil des WACC- Ansatzes ist, dass die Berechnung der Finanzierungskosten transparent und in einer praktikablen Weise erfolgt, da von der tatsächlichen Finanzierungs- und Bilanzstruktur abstrahiert wird. Die Bereinigung für zinslos zur Verfügung gestelltes Kapital erhöht deshalb die Komplexität der Berechnung. Gleichzeitig kann aus ökonomische Sicht das „Gratiskapital“ als eine Form der Subventionierung angesehen werden, die zu Verzerrung der ökonomischen Effizienz führen kann. Kapital ist immer mit Opportunitätskosten verbunden, welche auch in den Netzkosten bzw. Netzentgelten Niederschlag finden sollten.

Im Strombereich wurde diesem Grundsatz gefolgt und die besondere Berücksichtigung von „Gratiskapital“ nicht in das StromVG aufgenommen. Für den Gasbereich empfehlen wir eine analoge Anwendung wie im Strom. Wir betonen jedoch ausdrücklich, dass Netzanschluss- und Netzkostenbeiträgen jedenfalls von der Berechnung der Finanzierungskosten auszunehmen sind.

Betriebskosten

Für die Bestimmung der Betriebskosten kann im Unterschied zu den Kapitalkosten auf Aufwandspositionen in der Finanzbuchhaltung zurückgegriffen werden.

In der Schweiz werden in den Gas-Branchendokumenten die Betriebskosten anhand der Kostenrechnung (und nicht der Finanzbuchhaltung) definiert. Eine explizite Darstellung, wie die Aufwandspositionen aus der Finanzbuchhaltung übergeleitet werden sollen, und eine Kontrollrechnung findet sich jedoch nicht.

Für den Strombereich enthält die StromVG und StromVV nur allgemeine Bestimmungen. Die detaillierte Erfassung der Betriebskosten (sowie der restlichen Kosten) erfolgt dabei anhand eines durch die ElCom definierten Erhebungsbogen

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z. B. für die „Kostenrechnung für die Tarife 2016“. ElCom referenziert dabei auf das VSE Kostenrechnungsschema. Der Erhebungsbogen von ElCom enthält dabei explizit ein Kontrollsheet zum Abgleich mit der Finanzbuchhaltung.

Europäische Fallbeispiele zeigen, dass die Definition der Betriebskosten nur sehr rudimentär gesetzlich geregelt ist. Grundsätzlich gilt jedoch, dass die Betriebs- kosten aus der Finanzbuchhaltung abgeleitet werden müssen. Die Details zur Erfassung werden dannach durch Erhebungsbögen und Vorgaben der Regulierungsbehörden definiert.

Wir empfehlen für die Schweiz eine analoge Anwendung wie im Bereich Strom.

Dabei würden wir empfehlen, dass im GasVG explizit der Zusammenhang zur Finanzbuchhaltung erwähnt wird. Die detaillierte Abfrage der Betriebskosten (und der anderen Kosten) kann sich dann beispielsweise am Erhebungsbogen der ElCom für Strom orientieren, wobei auch die bestehenden Dokumente der Gasbranche berücksichtigt werden sollten. Dabei können noch zusätzliche Details behandelt werden, wie z.B. weitere Untergliederung der Betriebskosten oder der Umgang mit sonstigen Erlösen.

Steuern und Abgaben

Wir empfehlen eine getrennte Darstellung der Steuern sowie der Abgaben. (bspw.

auch getrennt nach Steuern/Abgaben des Bundes, der Kantone, Gemeinden etc.).

Kostenabgrenzung

Die Kostenabgrenzung stellt einen Schritt zur sachgerechten Zuordnung der ermittelten Kosten zum Gasnetz dar. Wir unterscheiden dabei die folgenden Themenbereiche:

Kostenabgrenzung Gasnetz innerhalb eines Versorgungsunternehmens;

Kostenabgrenzung zwischen der überregionalen, regionalen und lokalen Netzebene;

Kostenabgrenzung innerhalb der lokalen Netzebene.

Kostenabgrenzung Gasnetz innerhalb eines Versorgungsunternehmens Die Abgrenzung des Gasnetzbereichs innerhalb eines Versorgungsunternehmens ist eine notwendige Voraussetzung für die sachgerechte Bestimmung von Gasnetzentgelten. Dabei ist grundsätzlich zu unterscheiden zwischen

Horizontale Abgrenzung – dabei wird die Gassparte an sich von den anderen Sparten in einem integrierten Unternehmen (z.B. von Strom, Wasser) getrennt;

Vertikale Abgrenzung – dabei wird innerhalb der Gassparte selbst die Abgrenzung zwischen dem Vertrieb und dem Netz vorgenommen. Im

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Netzbereich selbst kann dann wiederum eine weitere Unterteilung erfolgen.

In der Schweiz wird in den Gas-Branchendokumenten grundsätzlich von der Kostenrechnung des Gasnetzes für die Bestimmung der Kosten ausgegangen.

Darüber hinaus finden sich jedoch keine Bestimmungen, wie diese Abgrenzung erfolgen soll. Im Strombereich sieht die StromVG mindestens die buchhalterische Entflechtung des Stromnetzbereiches von den übrigen Tätigkeitsbereichen vor.

Die europäischen Beispiele zeigen, dass die Abgrenzung des Gasnetzbereichs eng mit den Bestimmungen zur Entflechtung verknüpft ist. Die Entflechtung ist dabei gesetzlich geregelt. Die detaillierte Ausgestaltung der Entflechtung wird häufig von den Regulierungsbehörden vorgegeben. Beispielsweise hat in Deutschland und Österreich die Regulierungsbehörde einen entsprechenden Leitfaden veröffentlicht.

Für die Schweiz würden wir eine analoge Vorgehensweise wie im Bereich Strom empfehlen und in das GasVG zumindest die buchhalterische Entflechtung des Gasnetzbereichs von den anderen Bereichen vorsehen. Weitere Details zur Kostenabgrenzung wie zum Beispiel die Vorgabe von Kostenpositionen können in einer GasVV geregelt werden. Wir empfehlen, dass die Einhaltung der Entflechtungsbestimmungen durch eine zuständige Regulierungsbehörde (periodisch bzw. stichprobenartige) überprüft wird. Gleichzeitig empfehlen wir, dass diese Behörde auch die nötigen Freiheitsgrade zur Vorgabe von Regulierungsdetails haben sollte. Die Einbindung der einschlägigen Verbände sollte weiterhin ermöglicht werden, um das Subsidiaritätsprinzip zu wahren und das vorhandene Branchenwissen effektiv zu nutzen.

Hinsichtlich der Netzanschluss- bzw. Netzkostenbeiträge empfehlen wir in der GasVV eine Vorgabe zur gesonderten Ausweisung der Kosten für den Netzanschluss vorzusehen. Zusätzlich empfehlen wir die Aufnahme einer allgemeinen Bestimmung, dass die Erhebung der Netzanschluss- und Netzkostenbeiträge derart abzubilden ist, dass sich keine Doppelverrechnung als Netzanschluss- bzw. Netzkostenbeitrag und als Netznutzungsentgelt ergibt.

Zusätzlich empfehlen wir eine deutlichere Trennung der Kosten für das Mess-/

Zählerwesen als Grundlage für die Bestimmung von Messentgelten.

Exkurs: Kostenabgrenzung bei Speicher

In der Schweiz sind die Speicher gemäss den Gas-Branchendokumenten der lokalen Netzebene anteilig zugeordnet. Es handelt sich bei den Speichern um Röhren- bzw. einen Kugelspeicher, die üblicherweise auf der lokalen Netzebene eingebunden sind. Grössere Speicher wie Kavernen- oder Porenspeicher, die üblicherweise auf der überregionalen Transportebene eingebunden werden, gibt es in der Schweiz nicht.

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Da die Speicher heute über keine Leistungsmessung verfügen, somit eine Abgrenzung zwischen Netzsystemdienstleistungen und Systemdienstleistungen für den Handel nicht transparent und diskriminierungsfrei nicht möglich ist sowie gleichzeitig die Speicher zur Versorgungssicherheit beitragen, wäre in der derzeitigen Situation die eindeutige Zuordnung zum Netz sachgerecht. Die Erlöse aus dem Betrieb des Speichers im Netz bzw. die Erlöse für Netzsystemdienstleistungen sind sodann kostenmindernd im Netzbereich abzubilden. Ausnahmen können für Speicher mit registrierender Lastgangmessung (RLM) vorgesehen werden, welche dann nach transparenten und diskriminierungsfreier Kriterien aufzuteilen sind. Wir empfehlen, dass als Voraussetzung für die ganze oder teilweise Zuordnung der Speicher zum Vertrieb eine registrierende Lastgangmessung zwingend vorgeschrieben werden sollte.

Kostenabgrenzung zwischen der überregionalen, regionalen und lokalen Netzebene

Die Abgrenzung zwischen den Ebenen überregional, regional und lokal ist für die Zuordnung der Kosten relevant und die damit verbunden Netznutzungsentgelte.

Die vertikale Abgrenzung zwischen überregionaler und regionaler Ebene wird durch das geplante Entry/Exit System, welches beide Ebenen umfasst, nicht mehr relevant. In diesem Fall werden die Gesamtkosten für die gesamte überregionale und regionale Ebene definiert und die Erlöse aus dem Entry/Exit System entsprechend dem Anteil an den (effizienten) Gesamtkosten zugewiesen.

Abhängig von der Ausgestaltung des Entry/Exit Systems ist auf der überregionalen Ebene eine Abgrenzung zwischen Transitgas und Gas für inländischen Verbrauch notwendig. Falls das Transitgas von Entry/Exit System ausgenommen sein soll, müssen die Leitungssysteme entsprechend abgegrenzt werden. Da eine physische Trennung jedoch nicht möglich ist, müsste hier eine rein kostenrechnerische Trennung durchgeführt werden. Die zentrale Frage besteht dann darin, wieviel Kosten auf den Inlandsverbrauch umgelegt werden sollen. Die europäischen Fallbeispiele zeigen, dass keine Unterscheidung in Transitgas und Gas für den inländischen Verbrauch für das Entry/Exit System vorgenommen werden

Die vertikale Abgrenzung zwischen der regionalen Ebene und der lokalen Ebene ist in der Schweiz derzeit nicht eindeutig festgelegt. Die Abgrenzung kann entweder vor oder nach der Druckregelmessstation (DRM) sein, d.h. die DRM wird entweder dem regionalen Netz oder dem lokalen Netz zugewiesen. Es gilt, dass in einer Region die Zuteilung einheitlich sein muss. Die uneinheitiche Zuweisung der DRM hat eine Auswirkung auf das Entry/Exit System. Die Kostengerechtigkeit erfordert dabei, dass in den Exit Tarifen für die jeweiligen Zonen die DRM enthalten sind oder nicht. Wir empfehlen aus Gründen der Transparenz und der Praktikabilität die eindeutige Zuordnung der DRM zur regionalen oder lokalen Ebene.

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Weiters empfehlen wir, in das GasVG die Abgrenzung der beiden Ebenen, überregionale/regionale und lokale Ebene, zu verankern. Ausgangspunkt kann dazu die Bestimmung der Systemgrenze in den bestehenden Gas- Branchendokumenten sein.

Kostenabgrenzung innerhalb der lokalen Netzebene

Die Abgrenzung zwischen lokalem Transport und lokaler Verteilung kann zwei Zwecken dienen: Einerseits wird dadurch sichergestellt, dass nachgelagerte Netzbetreiber nur einen sachgerechten Anteil der Netzkosten der lokalen Transportebene in Rechnung gestellt bekommen. Dadurch kann ein sog.

„Pancaking“ bei den Netzentgelten verhindert werden. Anderseits kann eine Abgrenzung selbst bei Nicht-Vorliegen eines nachgelagerten Netzbetreibers sinnvoll sein, falls Netzkunden den Netzanschluss auf der lokalen Transportebene haben. Auch hier stellt sich die gleiche Herausforderung wie für die nachgelagerten Netzbetreiber: welche Netzkosten sollen durch die Netzentgelte dieser Kunden abgedeckt werden.

Europäische Fallbeispiele zeigen, dass Unterscheidungen in Netzebenen auf der Verteilerebene vorgenommen werden. So gibt es in Österreich beispielsweise auf der Verteilerebene 3 Netzebenen, die einerseits leitungsscharf (Netzebene 1) und andererseits nach Druck (Netzebene 2 und 3) abgegrenzt sind. Die Grenze zwischen Netzebene 2 und 3 liegt bei 6 bar. In Deutschland gibt es eine Abgrenzung auf der Verteilnetzebene im Zusammenhang mit der Tarifbestimmung in lokalen Transport und lokale Verteilung. Die Abgrenzung erfolgt hier jedoch zunehmend nicht nach Druckstufen, sondern nach der Anlagencharakteristik. Entscheidend ist hier, dass eine einmal gewählte Einteilung nur aus besonderen Gründen wieder abgeändert werden soll.

Wir empfehlen, die Abgrenzungsregelung für lokalen Transport und lokale Verteilung auf Grundlage des Nemo-Manual im GasVG bzw. GasVV zu verankern. Wir empfehlen zusätzlich, dass eine zuständige Regulierungsbehörde die Zuordnung zu den Netzebenen sowie die Stetigkeit dieser Zuordnung überwacht. Wir empfehlen die Abgrenzung zwischen lokaler Transport und lokale Verteilung für alle Netzbetreiber vorzusehen, die einen nachgelagerten Netzbetreiber haben oder einen Netzkunden auf der Ebene des lokalen Transports. Wir empfehlen (in Analogie zu Deutschland), dass die Netzbetreiber die Abgrenzung transparent darstellen und die Einteilung über alle Netzbetreiber auf Einheitlichkeit überprüft wird. Die Abgrenzung ist folglich in die interne Kostenrechnung zu übernehmen.

Kostenschlüsselung

Die in der Kostenermittlung definierten Kosten müssen entsprechend der Kostenabgrenzung zugeordnet werden. Diesen Vorgang definieren wir in der Folge als Kostenschlüsselung. Die Kostenschlüsselung umfasst mehrere Ebenen:

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Kostenschlüsselung zwischen den Sparten und innerhalb des Gasbereichs – in diesem Schritt werden im Wesentlichen Gemeinkosten sachgerecht dem Gasnetz zugeordnet;

Kostenschlüsselung zwischen Netzebenen innerhalb eines Unternehmens – in diesem Schritt werden die Kosten des Gasnetzes sachgerecht den Netzebenen zugeordnet;

Kostenwälzung zwischen zwei/mehreren Unternehmen.

Kostenschlüsselung zwischen Sparten und innerhalb des Gasbereichs Unter die Kostenschlüsselung zwischen den Sparten innerhalb eines Unternehmens fällt die Zuteilung von Gemeinkosten innerhalb eines horizontal integrierten Unternehmens zum Gasbereich und sonstigen Bereichen. Im Anschluss erfolgt eine vertikale Kostenschlüsselung innerhalb der Sparte Gas, wobei Kosten, welche nicht direkt dem Gasnetz zugeordnet werden können, erneut über geeignete Schlüssel verteilt werden.

Aktuell ist keine einheitliche Vorgehensweise in den Gas-Branchendokumenten zu erkennen. Es liegt keine detaillierte und/oder abschliessende Liste über die dem Gasnetz anrechenbaren Kosten vor. Die Branchendokumente geben weder für die Kostenschlüsselung auf Sparten noch für Schlüsselung innerhalb der Sparte auf einzelne Kostenstellen (z.B. gemeinsame Anlagen oder Overhead-Kosten) für das Gasnetz Hinweise.

Im Strombereich sieht die StromVV vor, dass der Netzbetreiber Gemeinkosten über verursachergerechte Schlüssel zuordnen soll. Die zu Grunde gelegten Schlüssel müssen sachgerecht, nachvollziehbar und schriftlich festgehalten sein sowie dem Grundsatz der Stetigkeit entsprechen. Europäische Beispiele zeigen, dass die Kostenschlüsselung zwischen Sparten eng mit den Vorschriften zur Entflechtung verbunden sind. Konkrete Bestimmungen, wie Kostenschlüssel zu bestimmen sind, finden sich jedoch nicht in den Gesetzen, sondern unterliegen in der Regel der Kontrolle durch die Regulierungsbehörden.

Wir empfehlen für die Schweiz eine analoge Vorgehensweise wie im Strom. Die Prinzipien der Kostenschlüsselung (z.B. Sachgerechtigkeit, Nachvollziehbarkeit, schriftliche Dokumentation und Grundsatz der Stetigkeit) im Gasnetz sollten in einem Gesetz (GasVG) verankert werden. Diese Prinzipien sind durch eine Verordnung gegebenenfalls noch zu konkretisieren (GasVV). Um die Einheitlichkeit der Vorgehensweise sicherzustellen, sollte durch den (bzw. auf Initiative des) Regulator in Abstimmung mit dem VSG ein Leitfaden entwickelt werden, dessen Umsetzung sodann durch den Regulator zu überwachen wäre.

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Kostenschlüsselung zwischen Netzebenen innerhalb eines Unternehmens

Durch die Kostenschlüsselung zwischen den Sparten und dem Gasnetzbereich werden die „reinen Gasnetzkosten“ definiert. In einem weiteren Schritte werden die „reinen Gasnetzkosten“ entsprechend der Vorgaben der Kostenrechnung den einzelnen Netzebenen zugeordnet.

Die Netzebenen in der Schweiz sind wie folgt definiert:

Überregionaler/Regionaler Transport (vorgesehene Entry-Exit Ebene),

Lokaler Transport, Lokale Verteilung.

Das Nemo-Manual enthält Vorgaben zur Kostenschlüsselung von lokalen Transportnetzen auf lokale Verteilnetze sowohl innerhalb des Unternehmens als auch an Dritte. Dabei werden die Kosten in zwei Kategorien eingeteilt und nach unterschiedlichen Methoden den Netzebenen zugewiesen. In Strombereich sieht das StromVV eine äquivalente Regelung vor.

Europäische Beispiele zeigen unterschiedliche Detaillierungsgrade für diese Kostenschlüsselung. In Deutschland regelt die GasNEV die Grundsätze der Kostenverteilung der direkt zuordenbaren Kosten auf Hauptkostenstellen. Die nicht direkt zuordenbaren Kosten werden Hilfskostenstellen zugeordnet und dann auf die Hauptkostenstellen geschlüsselt. In Österreich ist im GWG festge- schrieben, dass die Kosten der Netzebenen in einem angemessenen Verhältnis auf die darunter liegenden Netzebenen zu verteilen sind. Der genaue Schlüssel ist in der GasSNT-VO festgelegt. In den Niederlanden und Frankreich sieht das Gesetz keine expliziten Vorgaben vor.

Wir empfehlen eine analoge Vorgehensweise wie im Strombereich (Schweiz). Die Prinzipien der Kostenschlüsselung im Gas sollten in einem Gesetz (GasVG) verankert werden. Wir empfehlen dabei, Vorgaben zur Transparenz und Sachgerechtigkeit der Schlüssel, zur Stetigkeit oder bezüglich der Dokumentation festzulegen. Diese Prinzipien sind durch eine Verordnung gegebenenfalls noch zu konkretisieren (GasVV). Auf eine konkrete abschließende Vorgabe von Schlüsseln sollte jedoch tendenziell verzichtet werden. Vielmehr soll der Branche und dem Regulator genügend Raum für sachgerecht und nötigenfalls individuelle Lösungen gegeben werden.

Kostenwälzung zwischen Netzbetreibern

Unter Kostenwälzung zwischen Netzbetreibern verstehen wir die Zuteilung von Netzkosten auf untergeordnete Netzebenen (die nicht zum selben Netzbetreiber gehören). Dabei kann unterschieden werden zwischen:

Zuteilung innerhalb der lokalen Ebene;

Zuteilung von überregional/regional auf lokale Ebene.

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Die Zuteilung innerhalb der lokalen Ebene ist in der Schweiz im Nemo-Manual beschrieben. Lokale Vorliegernetze weisen Kosten des lokalen Transportnetzes auf Kunden auf der lokalen Transportebene und fremde Nachliegernetze zu. Um eine Doppelbelastung der Endverbraucher (sog. „Pancaking“) des nachliegenden Netzes zu vermeiden, muss der Betreiber des Vorliegernetzes das Verteilnetz in eine Transportebene und eine Verteilebene aufteilen. Den Kunden des Nachliegernetzes dürfen lediglich die Kosten der Transportebene des Vorlieger- netzes angelastet werden. In Analogie zur Empfehlung für die Kostenschlüsselung zwischen Netzebenen innerhalb eines Unternehmens empfehlen wir die Einteilung in „direkt zuweisbare Kosten“ und „wälzbare Kosten“ entsprechend der Vorgehensweise in Strom und nach Nemo beizubehalten und in einem GasVG zu verankern. Wir empfehlen, den Kostenschlüssel für die „wälzbaren Kosten“

beizubehalten.

Die Zuteilung von Kosten der überregionalen/regionalen Ebene auf die lokale Ebene ist vom Modell des Netzzugangs abhängig. Derzeit ist die Fragestellung in der Schweiz im Gasbereich nicht relevant, da die überregionalen/regionalen Netztariffe seperat bezahlt werden. Für die überregionale/regionale Ebene wird zusätzlich ein einheitliches Entry/Exit System geplant, weshalb eine Kosten- zuteilung zwischen überregionaler und regionaler Ebene nicht relevant ist. Es ist deshalb zu unterscheiden:

Vorschlag VV2 Gas: die regionale und überregionale Ebene wird zusammengefasst und dafür Entry/Exit Tarife festgelegt. Die lokale Ebene bleibt jedoch weiterhin „kostenrechnerisch“ davon getrennt, d.h.

die Netztarife für die überregionale/regionale und lokale Ebene werden weiterhin seperat verrechnet. Eine Kostenwälzung ist somit nicht notwendig.

Netzzugang in Anlehnung an Deutschland und Österreich: Dabei erfolgt eine gänzliche Kostenwälzung auf der Ausspeiseseite, d.h. die Kosten für die Durchleitung vom Virtuellen Trading Point bis zum Endverbraucher sind im Netztarif des Endverbrauchers enthalten. Über die Exit Punkte werden die Netzentgelte für die (über-)regionale Zone auf die lokale Ebene weitergewälzt. Der Schlüssel für die Wälzung ist dabei in Deutschland und Österreich aufgeteilt nach Leistung (70%) und Arbeit (30%).

Tarifgrundsätze

Bei der Überführung in die Netztarife sind unterschiedliche Ebenen zu unterscheiden:

Festlegung von allgemeingültigen Grundsätze für die Tarife;

Festlegung von Tariftypen und welche Kosten damit abgedeckt werden sollen;

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Festlegung der Tarifstruktur, z.B. Aufteilung zwischen Leistung/Arbeit/

Grundpauschalen.

Zusätzlich kann noch eine Unterscheidung in die überregionale/regionale und lokale Ebene vorgenommen werden.

Allgemeine Tarifgrundsätze

Netztarife haben bestimmten Grundsätzen zu folgen. In den Gas- Branchendokumenten in der Schweiz sind einige Grundsätze angeführt. Für die regionale/überregionale Zone gilt:

Transparenz – Netzbetreiber machen die Netztarife und Kalkulationsmethodik sichtbar;

Diskriminierungsfreiheit – gleiche Netztarife für gleiche Kundentypen;

Verhältnismässigkeit – Zusatzaufwand des Systems soll so gering wie möglich gehalten werden.

Ähnliches findet sich im Nemo-Manual:

Transparenz – Netzbetreiber kommunizieren die Entgelte den Netzkun- den und stellen die Überprüfbarkeit sicher;

Nicht-Diskriminierung – Zuteilung von Kunden zu Kundengruppen und die Höhe der Preiselemente für die Netznutzung sind davon unabhängig, wer das Erdgas liefert;

Verursacherprinzip – Ausgangspunkt für die Differenzierung der Preiselemente sind die Art und Intensität der Beanspruchung und Nut- zung des Netzes durch die Kunden bzw. Kundenkategorien;

Flexibilität – Netzbetreiber sollte Flexibilität haben, Netznutzungs- entgelte für verschiedene Kundengruppen differenziert festzulegen;

Verhältnismässigkeit – Zusatzaufwand des Systems so gering wie möglich;

Praktikabilität – soweit notwendig und sinnvoll werden Prinzipien, etc.

anderer Branchen in Querverbundunternehmen angeglichen.

Auf europäischer Ebene sind für das Entry/Exit System vorgesehen, dass Entry/Exit Tarife folgende Ziele sicherstellen sollen:

Anreize für eine kurzfristige effiziente Netznutzung sowie einen langfristig effizienten Netzausbau gegeben wer

Marktintegration durch keine Einschränkung der Marktliquidität und des Handels über die Grenzen verschiedener Fernleitungsnetze hinweg;

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Verbesserung des Wettbewerbs durch liquide Wettbewerbsmärkte durch von der Transportroute unabhängige Tarife;

Sicherung der Versorgungssicherheit.

Auf Länderebene enthalten die entsprechenden Gesetze ebenfalls allgemeine Tarifgrundsätze, z.B. Deutschland, Österreich, Niederlande. In Österreich ist explizit vorgesehen, dass die Netztarife die Gewährleistung einer effizienten Nutzung des Erdgases gewährleisten sollen und das Volumen verteilter oder transportierter Energie nicht unnötig erhöht wird („Energieeffizienz“).

Wir empfehlen für die Schweiz im GasVG Tarifgrundsätze zu inkludieren. Diese sollten zumindest die ökonomische Effizienz, Förderung von Wettbewerb, Kostenverursachung, Diskriminierungsfreiheit, Transparenz und Praktikabilität umfassen. Die explizite Inkludierung der Energieeffizienz würden wir tendenziell nicht empfehlen.

Festlegung von Tariftypen

Die Transparenz der Netztarife erfordert, dass für den Netznutzer eindeutig feststellbar ist, welche Leistungen durch die einzelnen Tarife abgedeckt sind.

Gleichzeitig sollte die Anzahl der Netzentgelte für den Netznutzer praktikabel überschaubar sein. Beides soll „Überraschungen“ bei der Tarifabrechnung verhindern. Beides kann durch taxative Definition von Tariftypen erzielt werden.

In der Schweiz werden die Tariftypen (und die damit abgedeckten Leistungen) für das Gasnetz in verschiedenen Branchendokumenten dargestellt. Für die regionalen Zonen sind neben dem Netznutzungsentgelt noch weitere Tarife vorgesehen, z.B.

Preis für Heizgas, Preis für Abrechnung Leitungspufferstand und Renominationsgebühr. Zusätzlich werden nicht standardmässige Systemdienstleistungen separat in Rechnung gestellt und mit dem Netznutzer im Netznutzungsvertrag vereinbart.

Europäische Beispiele zeigen, dass eine detaillierte Definition von Netzentgelttypen in Gesetzen bzw. Verordnungen vorgesehen ist. Beispielsweise werden in Österreich fünf Arten von Netzentgelten (Netznutzungsentgelt, Netzzutrittsentgelt, Netzbereitstellungsentgelt, Messentgelt, Entgelte für sonstige Leistungen) festgelegt. In den Niederlanden weist das Gesetz der Regulierungs- behörde die Aufgabe zu, die Tariftypen zu bestimmen.

Wir empfehlen für die Schweiz in das GasVG zu inkludieren.

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Überregionale/regionale Ebene: Aufzählung von Tariftypen. Dabei empfehlen wir die Inkludierung der Kosten für Heizgas und Odorierungsmittel in den Entry/Exit-Tarif, zur Erhöhung der Transparenz bei den Netztarifen.

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Die derzeitigen Preise für Abrechnung Leitungspufferstand und Netzstabilitätspreis stehen im Zusammehang mit der Bilanzierung und sind dort ggf. durch den Bilanzverantwortlichen zu erheben. Diese Preise sind jedoch nicht dem Netz zuzuordnen.

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Lokale Ebene: Aufzählung auf Grundlage des Nemo-Manuals, welche das Netznutzungsentgelt lokal, Netzanschlussbeitrag sowie Netzkostenbeitrag vorsieht. Zusätzlich empfehlen wir noch die Inkludierung des Messentgelts.

Dabei könnte von der individuellen Kalkulation pro Kunden abgegangen werden und zur Sicherstellung der Verursachungsgerechtigkeit für unterschiedliche Kundengruppen bzw. Zählereinrichtungen könnten unterschiedliche Messentgelte zugunde gelegt werden. Entgelte für sonstige Leistungen können ebenfalls definiert werden, sofern die Defintion der sonstigen Leistungen über alle Netzbetreiber einheitlich sind. Die Detaillierung, was unter sonstige Leistungen fällt, würden wir in der GasVV vorsehen.

Festlegung Tarifstruktur

Die Festlegung der Tarifstruktur umfasst unterschiedliche Bereiche, z.B.

Aufteilung zwischen Leistungs- und Arbeitspreis, Tarife je Kundengruppen, etc.

Dabei muss auch unterschieden werden zwischen der

überregionalen/regionalen Ebene mit Entry/Exit System; und

der lokalen Ebene.

Für die überregionale/regionale Ebene gibt es auf europäischer Ebene Vorgaben für die Tarifstruktur. Die Bemessungsgrundlage für die Entry/Exit Tarife ist dabei grundsätzlich die Kapazität. Energiebezogene Tarife sind zulässig, wenn dadurch Kosten, welche eindeutig dem Gasfluss zugeordnet werden können, z.B.

Kompressorgas, abgedeckt werden.

Wir empfehlen, die Systematik der Entry/Exit-Tarife im GasVG zu verankern. Als Bemessungsgrade empfehlen wir die Leistung (gebuchte Kapazitäten) heranzuziehen. Gesonderte Tarife für die Kosten von Heizgas und Odorierung würden wir nicht empfehlen, sondern diese Kosten sollten in die Entry/Exit Tarife integriert werden. Für die Aufteilung der Kosten auf Entry- und Exit Tarife empfehlen wir, dass im GasVG als Standardansatz eine 50/50 Aufteilung vorgesehen ist, von der jedoch in begründeten Fällen abgewichen werden kann.

Für die lokale Ebene empfehlen wir grundsätzlich distanzunabhängige Tarife. Wir empfehlen die Festlegung der Grundsätze für die Tarifstruktur im GasVG.

Ausgangspunkt kann dabei das Nemo-Manual sein. Darüber hinaus empfehlen wir, detailliertere Vorgaben für die Tarifstruktur in einer GasVV zu regeln oder der zuständigen Regulierungsbehörde die Flexibiltiät einzuräumen, detailliertere Vorgaben (in Abstimmung mit den Netzbetreibern) zu machen.

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Résumé de l’étude sur les coûts et tarifs de réseau

¹

Le marché du gaz suisse est réglementé de façon rudimentaire à l’art. 13 de la loi sur les installations de transport par conduites. Les gestionnaires de réseau sont tenus de se charger par contrat d’exécuter des transports pour des tiers dans les limites des possibilités techniques et des exigences d’une saine exploitation et pour autant que le tiers offre une rémunération équitable. L'industrie gazière a réglé la mise en œuvre de cette disposition, d’une part, dans des documents internes et, d’autre part, depuis 2012 au moyen d'une convention d’accès au réseau pour le gaz naturel avec les clients industriels. L'industrie gazière a soumis cette convention à la Commission de la concurrence (COMCO) pour un examen préalable quant à la présence d’indices indiquant une restriction illicite de la concurrence. Dans son rapport final du 16 décembre 2013, la COMCO est parvenue à la conclusion qu’une sanction ne peut être exclue lors d’un examen au cas par cas. La sécurité juridique est ainsi remise en question pour plusieurs acteurs. Dans ce contexte, l’Office fédéral de l'énergie (OFEN) étudie les possibilités pour réglementer l’approvisionnement en gaz et le marché du gaz.

Le marché du gaz suisse n’est pas encore réglementé et régulé de manière aussi détaillée que l'est à l’heure actuelle le secteur de l’électricité. Pour mettre en place une régulation judicieuse et efficace du réseau gazier en Suisse, il est nécessaire de procéder dans un premier temps à une série de clarifications qui concernent notamment la réglementation des coûts déterminants, la délimitation et la répercussion des coûts, la répartition des coûts et la tarification.

Dans ce contexte, l’OFEN a chargé Frontier/BET/BET Dynamo Suisse d’élaborer les bases d’un projet de loi qui permettent et incitent à une exploitation efficace, sûre et de haute qualité des réseaux de gaz. Les recommandations adressées aux gestionnaires de réseau de gaz suisses relatives à la détermination des coûts et à leur répercussion dans les tarifs de réseau sont formulées compte tenu des dispositions en vigueur en Suisse dans les domaines de l’électricité et du gaz ainsi que sur la base des expériences internationales. L’objet de l’étude sont les niveaux de réseau interrégional/régional et local.

Détermination des coûts

La détermination des coûts vise à recenser les coûts pertinents pour le réseau de gaz sur le plan de la gestion d’entreprise. Il est nécessaire d’établir un lien avec la comptabilité financière. De plus, il y a lieu de tenir compte des coûts calculatoires qui ne font pas l’objet de la comptabilité financière.

1 Traduction par l‘OFEN

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Les coûts se divisent pour l’essentiel en :

•

Coûts des capitaux – ceux-ci se composent des amortissements et des coûts de financement. Ils comprennent notamment l’évaluation des immobilisations corporelles.

•

Frais d’exploitation – il s’agit pour l’essentiel des charges de personnel et de matériel, des autres charges, des coûts du réseau en amont et des charges pour les prestations de tiers. Les prestations propres activées sont à déduire des frais d’exploitation. Ces postes peuvent en général être prélevés de la comptabilité financière et ne requièrent pas d’autre transformation.

•

Impôts et taxes – ceux-ci peuvent également être prélevés de la comptabilité financière.

Coûts des capitaux – immobilisations réglementées

Les immobilisations réglementées forment la base de calcul des amortissements et des coûts de financement (intérêts calculatoires) d’un réseau. Comme les réseaux de gaz mobilisent en principe beaucoup de capital, la détermination des immobilisations réglementées a un fort impact sur les coûts et les tarifs de réseau.

L’évaluation des installations joue un rôle décisif dans le calcul des immobilisations réglementées. La Suisse applique à l’heure actuelle une évaluation aux coûts d'achat et de construction pour les réseaux de gaz. Les valeurs de remplacement ont été explicitement converties en valeurs d’achat et de construction pour les niveaux interrégional et régional, en accord avec le Surveillant des prix. Le secteur de l’électricité utilise aussi des valeurs d’achat et de construction.

Des exemples européens montrent que la méthode d’évaluation des installations est fixée au moyen de normes nationales. L’Autriche la fixe par exemple au niveau de la loi en Autriche et l’Allemagne au niveau de l’ordonnance.

Pour la Suisse, nous recommandons, dans le secteur du gaz, une approche similaire à celle adoptée dans le secteur de l’électricité. Cela se justifie également par le fait qu’il s’agit le plus souvent des mêmes entreprises. En d’autres termes, l’évaluation des installations doit s’effectuer sur la base des coûts historiques d’achat. À titre exceptionnel, les valeurs manquantes peuvent être déduites par le biais d’une évaluation synthétique du réseau, par exemple par extrapolation. La réévaluation des infrastructures dans des cas exceptionnels, en l’absence de coûts historiques d’achat et de construction, ne doit pas être assimilée à une réévaluation complète sous la forme d’un « restatement » (réévaluation). À la différence du retraitement, la réévaluation permise à titre exceptionnel (peu importe la méthode) ne peut remplacer que les coûts d’achat et de construction manquants. Elle n’est pas conçue pour valoriser le réseau dans son ensemble pour des raisons purement économiques.

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Parallèlement, l’évaluation synthétique des installations devrait nécessiter une autorisation expresse d’une autorité de régulation (p. ex. l’ElCom si elle se voit aussi confier la régulation du secteur gazier). Le régulateur vérifie si les données sont justifiées du point de vue économique et assure la protection des consommateurs de gaz à chaque demande concrète. Il motive et publie sa décision.

Au regard des différentes formes juridiques et normes comptables des gestionnaires de réseau de gaz en Suisse, il faudrait aussi examiner l’option de prescrire une directive de capitalisation, qui garantirait la comparabilité du calcul des coûts. La définition d’une directive de capitalisation devrait tenir compte des investissements de rénovation et d'extension, et être harmonisée notamment avec les prescriptions cantonales telles que le modèle comptable harmonisé (MCH2).

Le résultat de l’évaluation des installations doit en outre garantir qu'aucune socialisation multiple des coûts ne soit possible et que les changements structurels doivent être évités grâce à l’introduction de délais transitoires suffisants.

Les immobilisations réglementées constituent la base de la rémunération du capital propre investi par le gestionnaire de réseau. Les immobilisations réglementées peuvent être complétées par les installations en construction et le fond de roulement net.

Nous recommandons d’inscrire ces principes dans une loi sur l’approvisionnement en gaz (LApGaz).

Coûts des capitaux – amortissements

Pour calculer les amortissements, il faut déterminer la méthode et la durée d’amortissement.

En Suisse, on utilise en général une méthode d’amortissement linéaire pour les réseaux de gaz (interrégional/régional/local). Lorsque la durée d’utilisation usuelle de l’installation est atteinte, plus aucun amortissement n’est autorisé. Les documents de l’industrie du gaz précisent les durées d’utilisation usuelles en fonction des catégories d’installations. Il existe des réglementations similaires pour les gestionnaires de réseau d’électricité en Suisse, et aussi bien la LApEl que l’OApEl contiennent des dispositions correspondantes.

Des exemples européens montrent que l’amortissement linéaire sert de méthode d’amortissement. Les amortissements négatifs ne sont pas autorisés. À noter qu’en ce qui concerne la prescription de durées d’utilisation usuelles, seule l’Allemagne prévoit des dispositions légales (sous forme de fourchettes). Aux Pays-Bas et en France, les durées d’utilisation sont fixées par les autorités nationales de régulation.

En Autriche, elles se fondent en général sur les valeurs de la comptabilité financière.

Pour la Suisse, nous recommandons une approche analogue à celle adoptée dans le secteur de l’électricité et proposons au moins d’inscrire les principes de l’amortissement dans la loi (linéaire, aucun investissement négatif, durée

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d’utilisation usuelle). Nous préconisons de préciser les durées d’utilisation usuelles (au moins des fourchettes) au niveau de l’ordonnance, car une approche avec des durées d’utilisation individuelles mais hétérogènes complique la comparaison des coûts de réseau, même avec une méthode d’amortissement identique (p. ex.

linéaire). Les durées d’utilisation prévues dans les documents de l’industrie du gaz peuvent servir de point de départ.

Il faut faire la distinction entre amortissements ordinaires et amortissements

« extraordinaires » qui découlent de désinvestissements à la suite de déconstructions. Dans ce contexte, la question se pose de savoir qui doit supporter ces coûts : les clients du réseau et/ou les gestionnaires de réseau.

On peut argumenter que les gestionnaires de réseau ne devraient pas supporter les coûts si le démantèlement résulte de décisions politiques hors de la zone d’influence du gestionnaire de réseau ou de son propriétaire, p. ex. au regard de l’efficacité énergétique et du remplacement du gaz comme source d’énergie. Dans le cas d’amortissements spéciaux pour des raisons politiques, une compensation des coûts par l’État serait envisageable par le biais des budgets publics. Sinon, le cas peut être évalué si la substitution du gaz est induite par le propriétaire politique (p. ex. une commune) du gestionnaire de réseau ou s’il s’agit d’erreurs d’estimation de l’entreprise. Dans ce cas, il peut être opportun que les utilisateurs de réseau ne supportent pas l’ensemble des coûts.

Coûts des capitaux – coûts de financement (WACC)

Pour déterminer les coûts de financement, les immobilisations réglementées (valeur actuelle des coûts d’achat et de construction) sont multipliées par un taux de capitalisation (taux pondéré pour le capital propre et le capital étranger, coût moyen pondéré du capital ou weigthed average capital cost, WACC). Le WACC doit garantir que les bailleurs de fonds ont assez d’incitations pour investir dans les réseaux de gaz.

En Suisse, on choisit en principe une approche WACC pour les réseaux de gaz (interrégional/régional/local). L’ASIG met à disposition des gestionnaires de réseau de gaz locaux des instructions sur le calcul du WACC et des exemples correspondants. Dans le secteur de l’électricité, le WACC est adapté chaque année sur la base d’une méthode fixée dans l’OApEl. Certaines valeurs seuil sont définies pour les différents paramètres du WACC dont le dépassement vers le haut ou le bas entraîne une adaptation du taux.

Des exemples européens montrent que la détermination du WACC n’est réglée que de façon très sommaire dans la loi et qu’il est fixé en général par les autorités de régulation (après consultation des entreprises). Seule l’Allemagne connaît une réglementation plus détaillée au niveau de l’ordonnance pour certains paramètres.

Ces exemples indiquent que la législation ne fait aucune différence explicite entre les gestionnaires de réseau de gaz ou d’électricité, ni entre les gestionnaires de réseau interrégionaux, régionaux ou locaux. En Allemagne, en Autriche et aux

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Pays-Bas, le même taux de capitalisation est par exemple utilisé pour les réseaux électriques et gaziers. La France est en outre la seule à proposer deux WACC distincts pour le gaz, un pour le transport et l’autre pour la distribution.

Pour la Suisse, nous recommandons de ne prévoir que des dispositions de principe dans la LApGaz, par exemple que les coûts de financement soient calculées sur la base d’un WACC. Nous suggérons que la détermination du WACC incombe à l’autorité de régulation. Par exemple, il est aussi possible d’évaluer si et dans quelle mesure des WACC différents se justifient pour les niveaux interrégional/régional/local. En principe, le calcul du WACC peut se fonder sur la pratique en vigueur dans le domaine de l’électricité d’un point de vue méthodologique, mais il faudra étudier, dans le cadre de la mise en œuvre, si des données spécifiques à l’industrie du gaz peuvent ou devraient être utilisées pour certains paramètres de calcul (composition des groupes de comparaison pour définir l'Asset Beta, etc.).

Lors de la détermination des coûts de financement, la question se pose toutefois si un écart par rapport au taux WACC est par exemple autorisé pour les prêts sans intérêts des propriétaires ou le capital gratuit des coopératives. Le taux WACC présente l’avantage majeur que le calcul des coûts de financement s’effectue de manière transparente et praticable, car il fait abstraction de la structure de financement et de bilan effective. Le règlement du capital mis à disposition sans intérêts augmente ainsi la complexité du calcul. En même temps, le « capital gratuit » peut être considéré, d’un point de vue économique, comme une forme de subvention qui peut conduire à une distorsion de l’efficacité économique. Le capital est toujours lié à des coûts d’opportunité qui devraient aussi se refléter dans la retombée des coûts du réseau ou des rémunérations pour l’utilisation du réseau.

Le secteur de l’électricité a suivi ce principe et la prise en compte particulière du

« capital gratuit » n’a pas été inscrite dans la LApEl. Pour le secteur du gaz, nous recommandons une application analogue au secteur de l'électricité. Nous tenons toutefois à souligner que les contributions au raccordement et aux coûts du réseau doivent de toute façon être exclues du calcul des coûts de financement.

Frais d’exploitation

À la différence des coûts des capitaux, il est possible de recourir aux postes de charges dans la comptabilité financière pour déterminer les frais d’exploitation.

En Suisse, les frais d’exploitation sont définis à l’aide de la comptabilité analytique (et non de la comptabilité financière) dans les documents de l'industrie du gaz.

Ceux-ci ne comprennent pas de description explicite de la façon de transférer les postes de charges de la comptabilité financière. On ne trouve pas non plus de compte de contrôle dans les documents de l'industrie du gaz. Pour le secteur de l’électricité, la LApEl et l’OApEl ne prévoient que des dispositions générales. La saisie détaillée des frais d’exploitation (et des autres coûts) se fait à l’aide d’un fichier de calcul des coûts, par exemple pour la « Calcul des tarifs 2016 » défini par

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l’ElCom. L’ElCom se réfère au schéma de calcul des coûts de l’AES. Son fichier de calcul des coûts comporte un outil de contrôle qui permet une comparaison avec la comptabilité financière.

Des exemples européens montrent que la définition des frais d’exploitation n’est réglée que de façon très sommaire dans la loi. En principe, les frais d’exploitation doivent être déduits de la comptabilité financière. Les détails relatifs à la saisie sont précisés dans les fichiers de calcul des coûts et les prescriptions des autorités de régulation.

Pour la Suisse, nous recommandons une application similaire à celle mise en place dans le secteur de l’électricité. Nous suggérons que la LApGaz mentionne explicitement le rapport avec la comptabilité financière. L’obtention détaillée des frais d’exploitation (et des autres coûts) peut par exemple se fonder sur le fichier de calcul des coûts de l’ElCom pour l’électricité, mais il y a lieu de tenir compte également des documents existants de l'industrie du gaz. D’autres modalités peuvent être précisées, à l’instar de la subdivision supplémentaire des frais d’exploitation ou de l’emploi des recettes de natures diverse.

Impôts et taxes

Nous préconisons une présentation séparée des impôts et des taxes (p. ex. aussi séparée selon les impôts/taxes de la Confédération, des cantons, des communes, etc.).

Délimitation des coûts

La délimitation des coûts est une étape qui permet une affectation appropriée des coûts déterminés au réseau gazier. Nous faisons la distinction entre les domaines suivants :

délimitation des coûts du réseau gazier au sein d’une entreprise d’approvisionnement;

délimitation des coûts entre les niveaux de réseau interrégional, régional et local;

délimitation des coûts au sein du niveau de réseau local.

Délimitation des coûts du réseau gazier au sein d’une entreprise d’approvisionnement

Il est nécessaire de délimiter le secteur "réseau du gaz" au sein d’une entreprise d’approvisionnement pour déterminer les rémunérations pour l’utilisation du réseau de gaz de manière appropriée. Il faut en principe faire la distinction entre

la délimitation horizontale – le secteur du gaz est séparé des autres secteurs au sein d’une entreprise intégrée (p. ex. de l’électricité, de l’eau);

et

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la délimitation verticale – au sein même du secteur gazier, il y a une délimitation entre la vente et le réseau. Le secteur du réseau peut prévoir une nouvelle subdivision.

En Suisse, les documents de l'industrie du gaz se fondent en principe sur la comptabilité analytique du réseau de gaz pour déterminer les coûts. Ils ne comportent cependant pas de dispositions sur les spécificités de cette délimitation.

Dans le secteur de l’électricité, la LApEl prévoit au moins la séparation comptable du secteur "réseau électrique" des autres secteurs d’activité.

Les exemples européens montrent que la délimitation du secteur "réseau du gaz"

est étroitement liée aux dispositions relatives à la séparation. Celle-ci est réglementée dans la loi. La conception détaillée de cette séparation est souvent fixée par les autorités de régulation. En Allemagne et en Autriche par exemple, l’autorité de régulation a publié un guide correspondant.

Pour la Suisse, nous recommandons une approche similaire à celle adoptée dans le secteur de l’électricité et suggérons au moins d’inscrire dans la LApGaz la séparation comptable du secteur "réseau du gaz" des autres secteurs. Les autres détails relatifs à la délimitation des coûts, à l’instar de la prescription en matière de postes de coûts, peuvent être réglés dans une ordonnance sur l’approvisionnement en gaz (OApGaz). Nous recommandons qu’une autorité de régulation compétente vérifie (de manière périodique ou par échantillonnage) le respect des dispositions en matière de séparation. En même temps, nous préconisons que cette autorité ait aussi la latitude nécessaire pour préciser la réglementation. La prise en compte des associations concernées devrait permettre de préserver le principe de subsidiarité et d’utiliser efficacement les connaissances de l'industrie du gaz.

En ce qui concerne les contributions au raccordement et aux coûts du réseau, nous recommandons de prévoir, dans l'OApGaz, une disposition relative à la présentation séparée des coûts pour le raccordement au réseau. De plus, nous préconisons l’inscription d’une disposition générale qui règle la perception des contributions au raccordement et aux coûts du réseau de telle sorte qu’il ne résulte pas de double imputation, à travers la contribution au raccordement ou aux coûts du réseau, d'une part, et à travers la rémunération pour l’utilisation du réseau d'autre part. Par ailleurs, nous recommandons une séparation plus nette des coûts pour la métrologie/les compteurs comme base de calcul des rémunérations pour la mesure.

Parenthèse : délimitation des coûts pour les installations de stockage En Suisse, les installations de stockage sont affectées de manière proportionnelle au niveau de réseau local d’après les documents de l'industrie du gaz. Il s’agit de réservoirs en tubes ou sphériques qui sont normalement intégrés au niveau de réseau local. Il n’existe pas de plus grandes installations de stockage en Suisse, tels que le stockage en cavités ou en nappes aquifères, qui sont intégrés d’habitude au niveau de transport interrégional.

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Étant donné que les installations de stockage ne disposent pas aujourd’hui d’une mesure de puissance, une délimitation entre les prestations de services-système pour le réseau et celles pour le commerce n’est pas possible de manière transparente et non discriminatoire. Dans le même temps, les installations de stockage contribuent à la sécurité d’approvisionnement. Dans la situation actuelle, une affectation claire au réseau parait donc appropriée. Les recettes provenant de l’exploitation des installations de stockage dans le réseau et les recettes des prestations de services-système pour le réseau doivent se refléter dans le domaine du réseau de manière à réduire les coûts. Des exceptions peuvent être prévues pour les installations de stockage équipées d’un dispositif de mesure de la courbe de charge avec transmission automatique des données, les prestations doivent ensuite être réparties selon des critères transparents et non discriminatoires. Nous recommandons de prescrire impérativement un tel dispositif de mesure pour l’affectation totale ou partielle des installations de stockage à la distribution.

Délimitation des coûts entre les niveaux de réseau interrégional, régional et local

La délimitation entre les niveaux interrégional, régional et local est importante pour l'affectation des coûts et les rémunérations pour l’utilisation du réseau qui en découlent.

La délimitation verticale entre les niveaux interrégional et régional n’est plus pertinente en raison du système entrée-sortie prévu, qui comprend les deux niveaux. Dans ce cas, les coûts totaux sont définis pour l’ensemble du niveau interrégional et régional et les recettes provenant du système entrée-sortie sont attribuées en proportion des coûts totaux (efficients).

En fonction de la conception du système entrée-sortie, une délimitation entre gaz de transit et gaz pour la consommation intérieure est nécessaire au niveau interrégional. Si le gazoduc de transit est exclu du système entrée-sortie, les systèmes de conduite doivent être délimités en conséquence. Comme une séparation physique n’est pas possible, il faudrait réaliser une pure dissociation du point de vue de la comptabilité analytique. La question centrale est de déterminer les coûts à répartir sur la consommation intérieure. Les exemples européens montrent que le système entrée-sortie ne fait aucune distinction entre le gaz de transit et le gaz pour la consommation intérieure. La délimitation verticale entre le niveau régional et le niveau local n’est pas clairement définie en Suisse à l’heure actuelle. La délimitation peut s’effectuer avant ou après le poste de réglage de la pression et de comptage, c.-à-d. que celui-ci est attribué au réseau régional ou au réseau local. L’attribution doit être uniforme au sein d’une région. Une attribution hétérogène des postes de réglage de la pression et de comptage a un impact sur le système entrée-sortie. L’égalité des coûts exige que les postes de réglage de la pression et de comptage soient compris ou non dans les tarifs de sortie pour les différentes zones. Pour des raisons de transparence et de faisabilité, nous

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recommandons une affectation claire des postes de réglage de la pression et de comptage au niveau régional ou local.

En outre, nous préconisons d’inscrire la délimitation des deux niveaux, le niveau interrégional/régional et le niveau local, dans la LApGaz. La définition de la limite du système dans les documents existants de l'industrie du gaz peut servir de point de départ.

Délimitation des coûts au sein du niveau de réseau local

La délimitation entre transport local et distribution locale peut servir à deux fins : d’une part, elle garantit que les gestionnaires de réseau en aval ne se voient facturer qu’une partie adéquate des coûts de réseau du niveau de transport local. Cela permet d’éviter un effet de « pancaking » dans les rémunérations pour l’utilisation du réseau. D’autre part, une délimitation peut être judicieuse même en l’absence d’un gestionnaire de réseau en aval, si les clients du réseau ont un raccordement au réseau au niveau de transport local. Ici aussi on se voit confronté au même défi que pour les gestionnaires de réseau en aval : quels coûts de réseau devraient être couverts par les rémunérations pour l’utilisation du réseau de ces clients ?

Des exemples européens montrent que des distinctions sont faites dans les niveaux de réseau à l’échelle de la distribution. En Autriche par exemple, il existe trois niveaux de réseau à l’échelle de la distribution qui sont délimités, d’une part, selon le critère relatif à la conduite (niveau de réseau 1) et, d’autre part, selon la pression (niveaux de réseau 2 et 3). La limite entre les niveaux de réseau 2 et 3 se situe à 6 bars. En Allemagne, il existe une délimitation au niveau du réseau de distribution en rapport avec les dispositions tarifaires du transport local et de la distribution locale. La délimitation ne se fait néanmoins pas de manière croissante en fonction des niveaux de pression, mais d’après les caractéristiques des installations. Il importe qu’une fois choisie, une répartition ne puisse être changée que pour des raisons particulières.

Nous recommandons d’inscrire la réglementation de la délimitation pour le transport local et la distribution locale, sur la base du manuel Nemo, dans la LApGaz ou OApGaz. Nous préconisons par ailleurs qu’une autorité de régulation compétente surveille l’affectation aux niveaux de réseau et la constance de cette affectation. Nous suggérons de prévoir la délimitation entre transport local et distribution locale pour tous les gestionnaires de réseau qui ont un gestionnaire de réseau en aval ou un client du réseau au niveau de transport local. Nous recommandons enfin (par analogie à l’Allemagne) que les gestionnaires de réseau présentent la délimitation de manière transparente et que la répartition entre gestionnaires de réseau soit contrôlée quant à sa cohérence. Par conséquent, la délimitation doit relever de la comptabilité analytique interne.

Studie betreffend Netzkosten und Netztarife